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CN107909309A - 低压省煤器节能效果的分析评价方法 - Google Patents

低压省煤器节能效果的分析评价方法 Download PDF

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CN107909309A
CN107909309A CN201711453443.6A CN201711453443A CN107909309A CN 107909309 A CN107909309 A CN 107909309A CN 201711453443 A CN201711453443 A CN 201711453443A CN 107909309 A CN107909309 A CN 107909309A
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CN
China
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enthalpy
low
steam
pressure
coal saver
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Application number
CN201711453443.6A
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宋昂
刘传玲
柳明辉
康艳昌
路刚
朱同兵
张雷
王学栋
王学同
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Huadian Electric Power Research Institute Co Ltd
Original Assignee
Huadian Electric Power Research Institute Co Ltd
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Abstract

本发明涉及一种低压省煤器节能效果的分析评价方法。目前国内大多使用“等效焓降”理论计算和评价投运低压省煤器的节能效果，但是“等效焓降”理论，不能更准确评价电站锅炉低压省煤器节能效果的问题。本发明利用现场或更换现场相关表计，通过热力性能试验，分别测试机组在不同负荷工况下投运和停运低压省煤器两种状态下的性能参数，并进行计算修正，得到投运低压省煤器与停运低压省煤器两种状态下，机组主蒸汽流量、电功率与热耗率的变化曲线，从而评价不同电负荷工况下低压省煤器的节能效果。本发明提供的评价分析方法，可以准确、直观地评价分析机组投运低压省煤器的节能效果。

Description

低压省煤器节能效果的分析评价方法
技术领域
本发明涉及一种低压省煤器节能效果的分析评价方法，用于电站锅炉投运低压省煤器后节能效果的分析评价。
背景技术
目前电站锅炉普遍存在排烟温度偏高的问题，有的锅炉年平均排烟温度达到165℃，夏季高负荷时甚至超过175℃，超出设计值30-40℃，锅炉热效率降低约2.5个百分点。排烟温度现已成为影响煤耗的重要指标，以及衡量锅炉运行水平的重要标志。增设低压省煤器，可以大幅度降低排烟温度，该方法对锅炉燃烧不产生任何不利影响。经过调研，目前国内已有大量机组采用该项技术，低压省煤器可以显著降低排烟温度和发电煤耗。但各电厂用户根据机组运行数据来确定加装低压省煤器的节能效果，节能指标差别很大，节能效果也是众说纷纭。
由于低压省煤器装在锅炉尾部烟道中，在计算锅炉效率的边界条件以外，而且其节能效果又受低压省煤器运行参数和运行工况的影响，因此加装低压省煤器的节能效果不能用锅炉效率的提高来计算。低压省煤器能够降低排烟温度和机组煤耗率，又影响汽轮机低压热力系统，排挤汽轮机末几段抽汽，增加凝汽器热负荷，提高汽轮机运行背压，通过汽轮机热力性能试验来确定低压省煤器对机组经济指标的影响，而汽轮机热力性能的影响因素很多，很难区分各影响因素，以确定低压省煤器的节能效果。
目前国内大多使用“等效焓降”理论计算和评价投运低压省煤器的节能效果，由于“等效焓降”是纯理论计算，不能直观地反映机组投运低压省煤器的节能效果，如申请号为201410329223.2的中国专利，因此通过现场测试加装低压省煤器后汽轮机组的性能，分析低压省煤器的节能效果以及影响因素，确定低压省煤器的最大节能效果和低压省煤器节能效果的评价方法，并指导电厂机组在最经济的状态下运行。通过机组低压省煤器的性能测试和节能效果的分析研究，掌握锅炉尾部烟道加装低压省煤器节能效果的分析计算方法。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中存在的上述不足，而提供一种设计合理的低压省煤器节能效果的分析评价方法，通过热力性能试验，分别测试机组在不同负荷下，投运、停运低压省煤器两种状态下的性能参数，并进行计算修正，得到机组投运、停运低压省煤器下的性能指标，从而评价不同电负荷工况下低压省煤器的节能效果。
本发明解决上述问题所采用的技术方案是：一种低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，步骤如下：
第一步，在汽轮机组热力系统和低压省煤器系统中布置若干个压力、温度、流量和电功率的测点；
第二步，对第一步中的汽轮机组热力系统和低压省煤器系统进行隔离，使其满足热力性能试验的隔离要求；
第三步，关闭凝结水系统与低压省煤器系统连接的阀门，停运低压省煤器；在此状态下进行不同负荷工况的热力性能试验；
第四步，打开连接凝结水系统与低压省煤器系统的阀门，投运低压省煤器；在此状态下进行不同负荷工况下的热力性能试验；
第五步，分别计算第三步和第四步两种运行状态中不同工况下机组的热耗率，并进行参数修正；根据计算修正结果分别绘制机组主蒸汽流量与修正后热耗率的关系曲线，根据两条关系曲线，评价同一主蒸汽流量下，投运低压省煤器的节能效果。
更具体而言，所述第三步和第四步中，发电机负荷、主汽压力和调门开度等均相同。
更具体而言，所述第三步和第四步的热力性能试验中，包括测量主蒸汽焓、再热蒸汽焓、最终给水焓、冷再热蒸汽焓、过热器减温水焓、再热器减温水焓、#1高加进汽焓、#1高加疏水焓、#2高加进汽焓、#2高加疏水焓、#3高加进汽焓、#3高加疏水焓、#1高加进水焓、#1高加出水焓、#2高加进水焓、#2高加出水焓、#3高加进水焓、#3高加出水焓和发电机输出功率。
更具体而言，所述第三步和第四步的热力性能试验中，包括测量给水流量、锅炉汽包水位变化的当量流量、过热器减温水流量和再热器减温水流量。
更具体而言，所述第五步包括如下计算步骤：
（1）计算#3高加进汽流量、#2高加进汽流量和#1高加进汽流量，#3高加进汽流量由公式Ge1=Gfw×（i32- i31）/（in3- is3）计算得到、#2高加进汽流量由公式Ge2=[Gfw×（i22- i21）- Ge1（is3- is2）]/（in2- is2）计算得到、#1高加进汽流量由公式Ge3=[Gfw×（i12- i11）- （Ge1+Ge2）×（is2- is1）]/（in1- is1）计算得到；
（2）利用公式Gms=Gfw+Gbl+Gss计算主汽流量；
（3）高压缸门杆及前后轴封蒸汽泄漏量之和根据制造厂的热力特性计算得到；根据公式Gch=Gms-Ggl-Ge1-Ge2-Ge3计算冷再热蒸汽流量；
（4）根据公式Grh=Gch+Grs计算再热蒸汽流量；
（5）根据公式((Gms-Gss)×(ims-ifw)+Gch×(irh-ich)+Gss×(ims-iss)+Grs×(irh-irs))/Pe计算机组热耗率；
（6）根据制造厂提供的修正曲线，通过对主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压降和凝汽器排汽压力进行修正得到机组修正后的热耗率；
（7）绘制第三步和第四步两种状态下主蒸汽流量与修正后的热耗率的关系曲线，由关系曲线可查得不同主蒸汽流量下投运与停运低压省煤器的热耗率之差；
（8）根据（7）中的关系曲线，查得在投运低压省煤器的主蒸汽流量下，对应的停运低压省煤器时的热耗率值，即将投运与停运低压省煤器修正至同一主蒸汽流量下，得到各试验工况下的热耗率差值，计算得到发电煤耗率差值，同时考虑脱硫增压泵耗电影响的发电煤耗率，得出机组在不同主蒸汽流量下实际节约的发电煤耗率；
上述公式中：ims为测量主蒸汽焓；irh为再热蒸汽焓；ifw为最终给水焓；ich为冷再热蒸汽焓；iss为过热器减温水焓；irs为再热器减温水焓；in1为#1高加进汽焓；is1为#1高加疏水焓；in2为#2高加进汽焓；is2为#2高加疏水焓；in3为#3高加进汽焓；is3为#3高加疏水焓；i11为#1高加进水焓；i12为#1高加出水焓；i21为#2高加进水焓；i22为#2高加出水焓；i31为#3高加进水焓；i32为#3高加出水焓；Pe为发电机输出功率；Gfw为测量给水流量；Gbl为锅炉汽包水位变化的当量流量；Gss为过热器减温水流量；Grs为再热器减温水流量；Ge1为#3高加进汽流量；Ge2为#2高加进汽流量；Ge3为#1高加进汽流量；Gms为主汽流量；Ggl为高压缸门杆及前后轴封蒸汽泄漏量之和；Gch为冷再热蒸汽流量；Grh为再热蒸汽流量；Ht为机组热耗率。
通过对机组投运、停运低压省煤器实际状态进行试验，对试验结果进行计算分析，得出的结果相对于“等效焓降”理论计算，更能直观地分析低压省煤器的节能效果。
更具体而言，不同工况下相同测点使用的测量表计相同。热力性能试验采用或更换现场压力、温度、流量变送器进行，无论采用或更换现场测量表计，保持计算参数所使用测量表计在所有工况下一致，即消除测量误差带来的影响。
更具体而言，机组投运、停运低压省煤器工况测量系统保持一致。
更具体而言，机组投运、停运低压省煤器工况，除投运低压省煤器带来系统、参数的变化外，其他系统、设备的运行状态应保持一致。不同电负荷工况下投运、停运低压省煤器的试验结果如下：
名称 单位 220MW-投运 220MW-停运 200MW-投运 200MW-停运 180MW-投运 180MW-停运 160MW-投运 160MW-停运
发电机有功功率 MW 219.517 219.756 199.791 199.729 179.836 179.835 159.838 159.880
主蒸汽压力 MPa 13.054 13.003 13.126 13.047 13.115 13.036 11.648 11.646
主蒸汽温度 ℃ 533.71 536.31 535.09 533.65 531.72 536.38 535.55 535.87
主蒸汽焓 kJ/kg 3426.2 3433.6 3429.0 3426.1 3420.3 3433.4 3446.4 3447.2
主蒸汽流量 t/h 665.599 672.367 599.439 606.021 536.780 541.356 476.586 485.463
再热蒸汽压力 MPa 2.249 2.284 2.033 2.063 1.824 1.839 1.634 1.659
再热蒸汽温度 ℃ 533.41 538.35 533.37 533.74 532.67 536.38 530.90 531.90
再热蒸汽焓 kJ/kg 3538.4 3549.0 3540.5 3541.0 3541.0 3549.0 3539.0 3541.0
再热蒸汽流量 t/h 569.790 577.538 513.974 520.819 460.369 463.347 410.330 416.512
高排蒸汽压力 MPa 2.557 2.595 2.311 2.344 2.076 2.094 1.859 1.889
高排蒸汽温度 ℃ 307.62 310.80 301.04 301.53 290.93 294.97 296.63 297.01
高排蒸汽焓 kJ/kg 3027.4 3034.0 3018.5 3018.8 3001.4 3010.5 3021.2 3021.3
冷再蒸汽流量 t/h 569.790 574.977 513.974 518.320 460.361 463.342 410.330 416.512
排汽压力 kPa 8.856 9.378 8.250 8.081 7.797 7.919 7.527 8.179
给水压力 MPa 15.280 15.279 14.965 14.940 14.649 14.608 13.050 13.081
给水温度 ℃ 244.82 245.89 240.22 240.81 234.73 235.55 230.17 231.38
给水焓 kJ/kg 1061.8 1066.8 1040.3 1043.0 1014.8 1018.5 993.3 998.9
给水流量 t/h 659.444 660.906 592.013 602.305 535.131 539.671 465.526 476.058
过热器减温水流量 t/h 6.155 11.461 7.426 3.716 1.649 1.685 11.060 9.406
再热器减温水流量 t/h 0 2.561 0 2.499 0 0 0 0
低压省煤器进水流量 t/h 326.499 / 268.407 / 249.993 / 188.429 /
低压省煤器进水温度 ℃ 69.36 / 69.88 / 69.04 / 69.72 /
低压省煤器回水温度 ℃ 119.09 / 122.54 / 124.36 / 127.12 /
试验热耗率 kJ/kW·h 8505.2 8640.3 8522.3 8628.3 8564.6 8660.3 8665.8 8807.4
参数修正后的电功率 MW 220.702 221.660 198.872 199.719 178.750 179.425 163.330 164.002
参数修正后的热耗率 kJ/kW·h 8301.5 8418.4 8359.8 8467.1 8416.7 8517.9 8521.1 8624.7
本发明与现有技术相比，具有以下优点和效果：本发明解决了利用“等效焓降”理论不能更准确评价电站锅炉低压省煤器节能效果的问题，利用现场或更换现场相关表计，通过热力性能试验，分别测试机组在不同负荷工况下投运和停运低压省煤器两种状态下的性能参数，并进行计算修正，得到投运低压省煤器与停运低压省煤器两种状态下，机组主蒸汽流量、电功率与热耗率的变化曲线，从而评价不同电负荷工况下低压省煤器的节能效果。本发明提供的评价分析方法可以准确、直观地评价分析机组投运低压省煤器的节能效果，通过真实测量机组运行状态的变化，更加准确得评价机组投运低压省煤器的节能效果，解决了目前只能通过“等效焓降”理论进行分析评价的问题。
附图说明
图1是本发明实施例的汽轮机组热力系统示意图。
图2是本发明实施例的低压省煤器系统结构示意图。
图3是本发明实施例的投运与停运低压省煤器主蒸汽流量与热耗率关系曲线图。
具体实施方式
下面结合附图并通过实施例对本发明作进一步的详细说明，以下实施例是对本发明的解释而本发明并不局限于以下实施例。
实施例。
本实施例中的低压省煤器节能效果的分析评价方法的步骤如下：
第一步，在汽轮机组热力系统、低压省煤器系统布置若干个压力、温度、流量、电功率的测点；参见图1、图2；
第二步，对系统进行隔离，使之满足热力性能试验的隔离要求；
第三步，进行投运、停运低压省煤器的对比试验，通过打开、关闭机组凝结水系统与低压省煤器系统之间的阀门实现，其他参数如发电机负荷、主汽压力、调门开度等均相同；
第四步，测量主蒸汽焓、再热蒸汽焓、最终给水焓、冷再热蒸汽焓、过热器减温水焓、再热器减温水焓、#1高加进汽焓、#1高加疏水焓、#2高加进汽焓、#2高加疏水焓、#3高加进汽焓、#3高加疏水焓、#1高加进水焓、#1高加出水焓、#2高加进水焓、#2高加出水焓、#3高加进水焓、#3高加出水焓和发电机输出功率；
第五步，测量给水流量、锅炉汽包水位变化的当量流量、过热器减温水流量、再热器减温水流量；
第六步，计算#3高加进汽流量、#2高加进汽流量和#1高加进汽流量，#3高加进汽流量由公式Ge1=Gfw×（i32- i31）/（in3- is3）计算得到、#2高加进汽流量由公式Ge2=[Gfw×（i22- i21）-Ge1（is3- is2）]/（in2- is2）计算得到、#1高加进汽流量由公式Ge3=[Gfw×（i12- i11）- （Ge1+Ge2）×（is2- is1）]/（in1- is1）计算得到；
第七步，利用公式Gms=Gfw+Gbl+Gss计算主汽流量；
第八步，高压缸门杆及前后轴封蒸汽泄漏量之和根据制造厂的热力特性计算得到；
第九步，根据公式Gch=Gms-Ggl-Ge1-Ge2-Ge3计算冷再热蒸汽流量；
第十步，根据公式Grh=Gch+Grs计算再热蒸汽流量；
第十一步，根据公式((Gms-Gss)×(ims-ifw)+Gch×(irh-ich)+Gss×(ims-iss)+Grs×(irh-irs))/Pe计算机组热耗率；
第十二步，根据制造厂提供的修正曲线通过对主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压降、凝汽器排汽压力进行修正得到机组修正后热耗率。
其中：ims为测量主蒸汽焓；irh为再热蒸汽焓；ifw为最终给水焓；ich为冷再热蒸汽焓；iss为过热器减温水焓；irs为再热器减温水焓；in1为#1高加进汽焓；is1为#1高加疏水焓；in2为#2高加进汽焓；is2为#2高加疏水焓；in3为#3高加进汽焓；is3为#3高加疏水焓；i11为#1高加进水焓；i12为#1高加出水焓；i21为#2高加进水焓；i22为#2高加出水焓；i31为#3高加进水焓；i32为#3高加出水焓；Pe为发电机输出功率；Gfw为测量给水流量；Gbl为锅炉汽包水位变化的当量流量；Gss为过热器减温水流量；Grs为再热器减温水流量；Ge1为#3高加进汽流量；Ge2为#2高加进汽流量；Ge3为#1高加进汽流量；Gms为主汽流量；Ggl为高压缸门杆及前后轴封蒸汽泄漏量之和；Gch为冷再热蒸汽流量；Grh为再热蒸汽流量；Ht为机组热耗率。
表1中列出机组不同电负荷工况下，投运、停运低压省煤器的试验结果。
表1 不同电负荷工况下投运、停运低压省煤器的试验结果
名称 单位 220MW-投运 220MW-停运 200MW-投运 200MW-停运 180MW-投运 180MW-停运 160MW-投运 160MW-停运
发电机有功功率 MW 219.517 219.756 199.791 199.729 179.836 179.835 159.838 159.880
主蒸汽压力 MPa 13.054 13.003 13.126 13.047 13.115 13.036 11.648 11.646
主蒸汽温度 ℃ 533.71 536.31 535.09 533.65 531.72 536.38 535.55 535.87
主蒸汽焓 kJ/kg 3426.2 3433.6 3429.0 3426.1 3420.3 3433.4 3446.4 3447.2
主蒸汽流量 t/h 665.599 672.367 599.439 606.021 536.780 541.356 476.586 485.463
再热蒸汽压力 MPa 2.249 2.284 2.033 2.063 1.824 1.839 1.634 1.659
再热蒸汽温度 ℃ 533.41 538.35 533.37 533.74 532.67 536.38 530.90 531.90
再热蒸汽焓 kJ/kg 3538.4 3549.0 3540.5 3541.0 3541.0 3549.0 3539.0 3541.0
再热蒸汽流量 t/h 569.790 577.538 513.974 520.819 460.369 463.347 410.330 416.512
高排蒸汽压力 MPa 2.557 2.595 2.311 2.344 2.076 2.094 1.859 1.889
高排蒸汽温度 ℃ 307.62 310.80 301.04 301.53 290.93 294.97 296.63 297.01
高排蒸汽焓 kJ/kg 3027.4 3034.0 3018.5 3018.8 3001.4 3010.5 3021.2 3021.3
冷再蒸汽流量 t/h 569.790 574.977 513.974 518.320 460.361 463.342 410.330 416.512
排汽压力 kPa 8.856 9.378 8.250 8.081 7.797 7.919 7.527 8.179
给水压力 MPa 15.280 15.279 14.965 14.940 14.649 14.608 13.050 13.081
给水温度 ℃ 244.82 245.89 240.22 240.81 234.73 235.55 230.17 231.38
给水焓 kJ/kg 1061.8 1066.8 1040.3 1043.0 1014.8 1018.5 993.3 998.9
给水流量 t/h 659.444 660.906 592.013 602.305 535.131 539.671 465.526 476.058
过热器减温水流量 t/h 6.155 11.461 7.426 3.716 1.649 1.685 11.060 9.406
再热器减温水流量 t/h 0 2.561 0 2.499 0 0 0 0
低压省煤器进水流量 t/h 326.499 / 268.407 / 249.993 / 188.429 /
低压省煤器进水温度 ℃ 69.36 / 69.88 / 69.04 / 69.72 /
低压省煤器回水温度 ℃ 119.09 / 122.54 / 124.36 / 127.12 /
试验热耗率 kJ/kW·h 8505.2 8640.3 8522.3 8628.3 8564.6 8660.3 8665.8 8807.4
参数修正后的电功率 MW 220.702 221.660 198.872 199.719 178.750 179.425 163.330 164.002
参数修正后的热耗率 kJ/kW·h 8301.5 8418.4 8359.8 8467.1 8416.7 8517.9 8521.1 8624.7
通过对不同试验负荷的多个工况下，投运低压省煤器与停运低压省煤器两种运行方式进行试验，各得出一条主蒸汽流量与热耗率的关系曲线，由关系曲线可直观查得不同主蒸汽流量下投运与停运低压省煤器的热耗率之差，即投运低压省煤器的节能效果，其中不包含脱硫增压泵的耗电。再根据该关系曲线查得投运低压省煤器的主蒸汽流量下，对应的停运低压省煤器时的热耗率值，即将投运与停运低压省煤器修正至同一主蒸汽流量下，得到各试验工况下的热耗率差值，计算得到发电煤耗率差值，同时考虑脱硫增压泵耗电影响的发电煤耗率，得出机组在不同主蒸汽流量下实际节约的发电煤耗率。
试验结果：
由投运与停运低压省煤器的各个工况点的热耗率试验，分别得出投运与停运低压省煤器两种运行方式的主蒸汽流量与热耗率关系曲线，如图3所示。
将投运与停运低压省煤器修正至同一主蒸汽流量下，同时考虑脱硫增压泵耗电影响的发电煤耗率，得出机组在不同主蒸汽流量下实际节约的发电煤耗率，如表2所示。
表2 不同工况下低压省煤器节能效果
名称 单位 220MW-投运 200MW-投运 180MW-投运 160MW-投运
主蒸汽流量 t/h 665.599 599.439 536.780 476.586
投运低压省煤器热耗率 kJ/kW·h 8301.5 8359.8 8416.7 8521.1
停运低压省煤器热耗率 kJ/kW·h 8418.3 8456.5 8524.9 8620.2
热耗率差值 kJ/kW·h 116.8 96.7 108.2 99.1
折算发电煤耗率 g/kW·h 4.42 3.65 4.09 3.74
脱硫增压泵耗电量 kW 35.015 34.054 32.409 29.875
合计降低发电煤耗率 g/kW·h 4.36 3.59 4.02 3.67
通过上表计算结果得知，机组在主蒸汽流量分别为665.599t/h、599.439t/h、536.780t/h、476.586t/h工况下，投运低压省煤器相对于停运低压省煤器，机组热耗率分别下降116.8kJ/kW·h、96.7kJ/kW·h、108.2kJ/kW·h和99.1kJ/kW·h，考虑脱硫增压泵的耗电，投运低压省煤器时，机组发电煤耗率分别降低4.36g/kW·h、3.59g/kW·h、4.02g/kW·h和3.67g/kW·h。
虽然本发明以实施例公开如上，但其并非用以限定本发明的保护范围，任何熟悉该项技术的技术人员，在不脱离本发明的构思和范围内所作的更动与润饰，均应属于本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，步骤如下：
第一步，在汽轮机组热力系统和低压省煤器系统中布置若干个压力、温度、流量和电功率的测点；
第二步，对第一步中的汽轮机组热力系统和低压省煤器系统进行隔离，使其满足热力性能试验的隔离要求；
第三步，关闭凝结水系统与低压省煤器系统连接的阀门，停运低压省煤器；在此状态下进行不同负荷工况的热力性能试验；
第四步，打开连接凝结水系统与低压省煤器系统的阀门，投运低压省煤器；在此状态下进行不同负荷工况下的热力性能试验；
第五步，分别计算第三步和第四步两种运行状态中不同工况下机组的热耗率，并进行参数修正；根据计算修正结果分别绘制机组主蒸汽流量与修正后热耗率的关系曲线，根据两条关系曲线，评价同一主蒸汽流量下，投运低压省煤器的节能效果。
2.根据权利要求1所述的低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，所述第三步和第四步中，发电机负荷、主汽压力和调门开度均相同。
3.根据权利要求1所述的低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，所述第三步和第四步的热力性能试验中，包括测量主蒸汽焓、再热蒸汽焓、最终给水焓、冷再热蒸汽焓、过热器减温水焓、再热器减温水焓、#1高加进汽焓、#1高加疏水焓、#2高加进汽焓、#2高加疏水焓、#3高加进汽焓、#3高加疏水焓、#1高加进水焓、#1高加出水焓、#2高加进水焓、#2高加出水焓、#3高加进水焓、#3高加出水焓和发电机输出功率。
4.根据权利要求1所述的低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，所述第三步和第四步的热力性能试验中，包括测量给水流量、锅炉汽包水位变化的当量流量、过热器减温水流量和再热器减温水流量。
5.根据权利要求3所述的低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，所述第五步包括如下计算步骤：
（1）计算#3高加进汽流量、#2高加进汽流量和#1高加进汽流量，#3高加进汽流量由公式Ge1=Gfw×（i32- i31）/（in3- is3）计算得到、#2高加进汽流量由公式Ge2=[Gfw×（i22- i21）- Ge1（is3- is2）]/（in2- is2）计算得到、#1高加进汽流量由公式Ge3=[Gfw×（i12- i11）- （Ge1+Ge2）×（is2- is1）]/（in1- is1）计算得到；
（2）利用公式Gms=Gfw+Gbl+Gss计算主汽流量；
（3）高压缸门杆及前后轴封蒸汽泄漏量之和根据制造厂的热力特性计算得到；根据公式Gch=Gms-Ggl-Ge1-Ge2-Ge3计算冷再热蒸汽流量；
（4）根据公式Grh=Gch+Grs计算再热蒸汽流量；
（5）根据公式((Gms-Gss)×(ims-ifw)+Gch×(irh-ich)+Gss×(ims-iss)+Grs×(irh-irs))/Pe计算机组热耗率；
（6）根据制造厂提供的修正曲线，通过对主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压降和凝汽器排汽压力进行修正得到机组修正后的热耗率；
（7）绘制第三步和第四步两种状态下主蒸汽流量与修正后的热耗率的关系曲线，由关系曲线查得不同主蒸汽流量下投运与停运低压省煤器的热耗率之差；
（8）根据（7）中的关系曲线，查得在投运低压省煤器的主蒸汽流量下，对应的停运低压省煤器时的热耗率值，得到各试验工况下的热耗率差值，计算得到发电煤耗率差值，同时考虑脱硫增压泵耗电影响的发电煤耗率，得出机组在不同主蒸汽流量下实际节约的发电煤耗率；
上述公式中：ims为测量主蒸汽焓；irh为再热蒸汽焓；ifw为最终给水焓；ich为冷再热蒸汽焓；iss为过热器减温水焓；irs为再热器减温水焓；in1为#1高加进汽焓；is1为#1高加疏水焓；in2为#2高加进汽焓；is2为#2高加疏水焓；in3为#3高加进汽焓；is3为#3高加疏水焓；i11为#1高加进水焓；i12为#1高加出水焓；i21为#2高加进水焓；i22为#2高加出水焓；i31为#3高加进水焓；i32为#3高加出水焓；Pe为发电机输出功率；Gfw为测量给水流量；Gbl为锅炉汽包水位变化的当量流量；Gss为过热器减温水流量；Grs为再热器减温水流量；Ge1为#3高加进汽流量；Ge2为#2高加进汽流量；Ge3为#1高加进汽流量；Gms为主汽流量；Ggl为高压缸门杆及前后轴封蒸汽泄漏量之和；Gch为冷再热蒸汽流量；Grh为再热蒸汽流量；Ht为机组热耗率。
6.根据权利要求3或4所述的低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，不同工况下相同测点使用的测量表计相同。
7.根据权利要求5所述的低压省煤器节能效果的分析评价方法，其特征在于，不同电负荷工况下投运、停运低压省煤器的试验结果如下：
名称 单位 220MW-投运 220MW-停运 200MW-投运 200MW-停运 180MW-投运 180MW-停运 160MW-投运 160MW-停运 发电机有功功率 MW 219.517 219.756 199.791 199.729 179.836 179.835 159.838 159.880 主蒸汽压力 MPa 13.054 13.003 13.126 13.047 13.115 13.036 11.648 11.646 主蒸汽温度 ℃ 533.71 536.31 535.09 533.65 531.72 536.38 535.55 535.87 主蒸汽焓 kJ/kg 3426.2 3433.6 3429.0 3426.1 3420.3 3433.4 3446.4 3447.2 主蒸汽流量 t/h 665.599 672.367 599.439 606.021 536.780 541.356 476.586 485.463 再热蒸汽压力 MPa 2.249 2.284 2.033 2.063 1.824 1.839 1.634 1.659 再热蒸汽温度 ℃ 533.41 538.35 533.37 533.74 532.67 536.38 530.90 531.90 再热蒸汽焓 kJ/kg 3538.4 3549.0 3540.5 3541.0 3541.0 3549.0 3539.0 3541.0 再热蒸汽流量 t/h 569.790 577.538 513.974 520.819 460.369 463.347 410.330 416.512 高排蒸汽压力 MPa 2.557 2.595 2.311 2.344 2.076 2.094 1.859 1.889 高排蒸汽温度 ℃ 307.62 310.80 301.04 301.53 290.93 294.97 296.63 297.01 高排蒸汽焓 kJ/kg 3027.4 3034.0 3018.5 3018.8 3001.4 3010.5 3021.2 3021.3 冷再蒸汽流量 t/h 569.790 574.977 513.974 518.320 460.361 463.342 410.330 416.512 排汽压力 kPa 8.856 9.378 8.250 8.081 7.797 7.919 7.527 8.179 给水压力 MPa 15.280 15.279 14.965 14.940 14.649 14.608 13.050 13.081 给水温度 ℃ 244.82 245.89 240.22 240.81 234.73 235.55 230.17 231.38 给水焓 kJ/kg 1061.8 1066.8 1040.3 1043.0 1014.8 1018.5 993.3 998.9 给水流量 t/h 659.444 660.906 592.013 602.305 535.131 539.671 465.526 476.058 过热器减温水流量 t/h 6.155 11.461 7.426 3.716 1.649 1.685 11.060 9.406 再热器减温水流量 t/h 0 2.561 0 2.499 0 0 0 0 低压省煤器进水流量 t/h 326.499 / 268.407 / 249.993 / 188.429 / 低压省煤器进水温度 ℃ 69.36 / 69.88 / 69.04 / 69.72 / 低压省煤器回水温度 ℃ 119.09 / 122.54 / 124.36 / 127.12 / 试验热耗率 kJ/kW·h 8505.2 8640.3 8522.3 8628.3 8564.6 8660.3 8665.8 8807.4 参数修正后的电功率 MW 220.702 221.660 198.872 199.719 178.750 179.425 163.330 164.002 参数修正后的热耗率 kJ/kW·h 8301.5 8418.4 8359.8 8467.1 8416.7 8517.9 8521.1 8624.7
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